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A última revisão semanal do Programa Mensal de Operação de julho aponta para uma estimativa de expansão da carga de 0,9% na comparação com mesmo mês do ano passado. Enquanto no Norte e Nordeste a previsão é de crescimento, nos dois maiores mercados consumidores a previsão é de queda.
No Sudeste/Centro-Oeste é esperada uma retração de 1,5% enquanto no Sul é de 0,4%. No NE a previsão é de alta de 4,9% enquanto no Norte está o indicador mais elevado com 11,6%, ainda reflexo da retomada da demanda por um consumidor intensivo na rede básica.
O ONS calcula a energia natural afluente mais elevada no Sul. Conforme revelou a Climatempo na coluna semanal no CanalEnergia Live desta semana, a previsão disparou com a ocorrência do ciclone extratropical da semana passada por aquela porção do país, a expectativa de ENA é de 144% da média de longo termo. No SE/CO está na faixa de 88%, no Norte em 76% e no NE o menor índice, com 55% da média histórica.
Assim, a projeção de energia armazenada em reservatórios continua em quase todo país acima de 80% ao final de julho. O maior índice está no Norte com 93,2%, seguido do Sul com 93,4%, depois vem o SE/CO com 83,7% e o NE com 78,9%.
Com isso, por mais uma semana, como previsto o CMO continua zerado no país em todos os submercados e em todos os patamares de carga. E a previsão de despacho térmico é de 4.897 MW médios, todo esse volume por inflexibilidade declarada pelas térmicas.
A perspectiva é de que o custo de operação esperado para a semana operativa atual é de R$ 91,6 milhões e para as próximas a média do custo esperado é de R$ 81,9 milhões.
No Nordeste nenhuma térmica está prevista para ser acionada. Já a região Sul concentra 843,3 MW médios sendo a mais cara a R$ 708,84/MWh a gás natural. No SE/CO são 2.587,2 MW médios, com custo mais elevado também a gás natural em Viana I R$ 996,86/MWh, uma das usinas negociadas no PCS de 2021.O Norte tem 1.550 MW médios declarados inflexíveis na carga pesada, contudo a mais cara é de R$ 237,69/MWh, a UTE Nova Venécia 2.
